Syftet med den här rapporten är att göra en undersökning av möjligheterna för användning av långtidsvärmelager för drift i kraftvärmesystem. Projektet han initierats av adj. professor Heimo Zinko, IKP Energisystem i form av bidrag till ett projekt inom IEA, Annex VIII. Projektet utförs i samarbete med Svensk Fjärrvärme, Tekniska Verken AB i Linköping, ENA Energi AB i Enköping och ZW Energiteknik i Nyköping. Projektet har genomförts av två examensarbetare vid Linköpings Tekniska Högskola under höstterminen 2006. Projektet har delats in i två studier där ENA Energi AB i Enköping och Tekniska Verken AB i Linköping har varit de två studieobjekttiven. Modeller för värme- och elproduktion har konstruerats i Microsoft Excell och sedan har manuella simuleringar genomförts. Dels för grundfallen och för investeringsalternativ med olika lagerstorlekar. Det har även gjorts en simulering på Tekniska Verken AB: s data för värmebehov där grundproduktionen skett med en gaskombianläggning. Resultaten visar att en investering av ett värmelager är lönsamt då värmeproduktionen för topplaster sker med olja som den gör för Tekniska Verken AB. Om däremot värmeproduktionen för topplaster sker med biobränslen eller andra billiga bränslen är det inte längre lika lönsamt att göra en investering av ett värmelager. Projektet visar även att en investering av ett lager kan minska utsläppen av koldioxid eftersom värmeproduktionen från olja kan minimeras. En investering av ett värmelager med storleken 200 000 m3 för Tekniska Verken AB är den mest lönsamma. Den ger ett investeringsutrymme på 11,1 miljoner SEK per år samtidigt som utsläppen av koldioxid minskar med 8 300 ton. För ENA Energi AB är endast en investering av ett lager med storlek à 100 000 m3 lönsam. Den ger ett investeringsutrymme på 3,2 miljoner SEK per år. För det tredje fallet med gaskombianläggningen visade det sig att alla investeringar skulle vara lönsamma.

Buildings worldwide account for 40 % of the total energy use. Climate change is of increasing importance, but few are willing to reduce their standard of living or get a higher cost for the change. Energy efficiency of existing buildings gives the greatest benefit economically and environmentally.   The real estate company Klövern AB manages 46 properties in Karlstad. Heating is the major cost of the total operating costs of real estate. Rising energy prices increase the need for Klövern AB to improve energy efficiency and to investigate alternative sources of heat. The report's purpose is to explore alternative sources of heat for Hammaren 21, one of Klövern's properties that currently have direct electricity. A new system is investigated from an economic and sustainability aspect. The goal is to present a result that can be used as a basis for future investments to Klövern AB.   The economic analysis is done by calculating the total cost over 20 years with an LCC (Life Cycle Cost) in present value. This calculation is done by using three possible scenarios, where the discount rate, inflation and price rise of energy are varied from a normal case, which is considered as the most likely, and a low and a high price trend.   Sustainability analyzes the carbon impact and resource consumption with resect of MWh fuel.   The total energy demand for heating the properties is 231 000 kWh / year, which corresponds to 119 kWh / m2. The cost of heating and hot water is 206 000 SEK / year. District heating has a lower investment cost and a higher annual cost compared with geothermal heating, which has reversed costs.   The most economical option is to install geothermal heating, with one heat pump per property. It provides an annual saving of 76% of operating costs, and total savings during 20 years from 1 000 000 SEK to 2 920 000 SEK. Geothermal heating can also be used to cool the premises. Installation of district heating gives annual savings of 39% of operating costs and total cost savings over 20 years from  780 000 SEK to 1 830 000 SEK.  Pay-off for district heating is 4 years and for geothermal 7 years.   District heating is the best choice from a sustainability aspect. District heating gives reduced carbon emissions of 203 tons of CO2 / year and a reduction in resource consumption by 481 MWh of fuel. The corresponding figures for geothermal heating are 173 tons of CO2 / year and 421 MWh of fuel. / Byggnader i världen står för 40 % av den totala energianvändningen. Klimatförändringar får allt större betydelse, men få är villiga att dra ner på sin levnadsstandard eller få högre kostnader för förändringarna. Genom att energieffektivisera det befintliga fastighetsbeståndet ges de största vinsterna ekonomiskt och miljömässigt.   Fastighetsbolaget Klövern AB förvaltar 46 fastigheter i Karlstad Kommun. Uppvärmning är den största utgiften av de totala driftskostnaderna för fastigheter. Stigande energipriser ökar behovet för Klövern AB att energieffektivisera och utreda alternativa värmekällor. Rapportens syfte är att undersöka alternativa värmekällor för Hammaren 21, en av Klöverns fastigheter som idag har direktverkande el. Ett nytt system utreds ur en ekonomisk och hållbarhetsmässig aspekt. Målet är att kunna presentera ett resultat som kan användas som beslutsunderlag hos Klövern AB.   Den ekonomiska analysen sker genom att beräkna totalkostnaden över 20 år med en LCC (LifeCycleCost) i nuvärde, vilket innebär att summan räkas om till dagens penningvärde. Denna beräkning utförs med tre möjliga scenarier, där kalkylränta, inflation och prisökning på energi varieras utifrån ett normalfall, som anses som det mest troliga, samt låg- och hög prisutveckling.   Hållbarhetsaspekten analyserar koldioxidpåverkan samt resursåtgång med avseende på MWh bränsle.   Fastigheternas totala energibehov för värme är 228 000 kWh/år vilket motsvarar 117 kWh/m2. Kostnaden för uppvärmning och tappvarmvatten är 204 000 kr/ år. Fjärrvärme har en lägre investeringskostnad och en högre årskostnad jämfört med bergvärme, där det omvända gäller.   Det mest ekonomiskt lönsamma valet är att installera bergvärme, med en värmepump per fastighet. Detta ger en årlig besparing på 75 % av driftskostnaderna, och total kostnadsbesparing under 20 år mellan 800 000 och 2 700 000 kr. Bergvärmen kan även utnyttjas till att kyla lokalerna. Installation av fjärrvärme ger en årlig besparing av driftkostnaderna på 39 % och en total kostnadsbesparing över 20 år mellan 780 000 kr och 1 830 000 kr.  Pay-off för fjärrvärme är 4 år och för bergvärme 7 år.   Fjärrvärme är bästa valet ur en hållbarhetsaspekt. Fjärrvärme ger ett minskat koldioxidutsläpp på 203 ton CO2/år och en minskad resursåtgång på 481 MWh bränsle. Motsvarande siffror för bergvärme är 173 ton CO2/år respektive 421 MWh bränsle.

Syftet med denna studie är att öka den energitekniska förståelsen för en byggnad med kombinerad fjärrvärme och frånluftsvärmepump, i hänseende till ålder, storlek, klimatskal och tekniska installationer, samt öka kunskapen om energieffektivisering och dess kostnad för inblandade parter. Studien har gjorts genom energianalys av fastigheten för att kartlägga energianvändningen och därigenom kunna ge åtgärdsförslag på energieffektiva lösningar på befintliga system. Energianalysen visar att nio möjliga åtgärder, där en reducering av inomhustemperaturen och byte till snålspolande munstycken är tongivande, kan genomföras med en total energibesparing på 170 MWh/år och en total kostnadsbesparing på 295 kkr/år, vilket motsvarar en minskning av energin med cirka 11 % och en minskning av kostnaden med cirka 24 %. Anledningen till att reduceringen av kostnaden kan bli så mycket större än reduceringen av energianvändningen beror på att det går att byta nuvarande munstycken till mer snålspolande. Detta medför en minskning av energianvändningen med endast 27 MWh/år då den största reduceringen är av tappkallvatten, men den ekonomiska besparingen blir 157 kkr/år på grund av den minskade vattenförbrukningen. Dessutom går det att säkra ned elabonnemangen, vilket inte ger ett reducerat elbehov, utan endast en lägre fast avgift. Utöver energianalysen har en jämförelse mellan frånluftsvärmepump och fjärrvärme gjorts. Där har dessa ställts emot varandra med motiv på energibehov, kostnader och dess påverkan på miljön. Resultatet av detta visar att en jämförelse borde tas med i beräkningen vid en eventuell nyinstallation då alternativet med fjärrvärme bland annat får en lägre kostnad per år med ca 59 kkr.

Kontraheringsplikt är ett undantag från grundprincipen om avtalsfrihet och innebär att en part kan kräva att få ett avtal till stånd med en annan part utan att den andra parten har uttryckt sin vilja härom. Den innebär också att part kan kräva förnyelse eller fortsättning av ett avtalsförhållande, att det föreligger ett förbud att avbryta avtalsförbindelsen samt en viss standardisering av avtalsvillkoren, vilket oftast innebär att villkor som tillämpas på andra kunder ska gälla. Fjärrvärmemarknaden uppvisar likheter med andra områden där det föreligger kontraheringsplikt, men trots detta finns ingen lagstadgad kontraheringsplikt för fjärrvärme. Uppsatsens syfte är därmed att utreda huruvida det finns juridiska förutsättningar för att införa kontraheringsplikt på fjärrvärmemarknaden. Uppsatsen ger en allmän beskrivning av avtalsfriheten och dess begränsningar för att sedan smalna av i en av dessa begränsningar, kontraheringsplikten. Olika områden där det föreligger kontraheringsplikt har använts för att systematisera de juridiska förutsättningar som krävs för att kontraheringsplikt ska kunna föreligga. Dessa juridiska förutsättningar har sedan jämförts med fjärrvärmemarknaden och på ett objektivt sätt har det kunnat fastställas att det finns juridiska förutsättningar för att införa kontraheringsplikt på fjärrvärmemarknaden både vad gäller kontraheringsplikt för tredje parts tillträde till fjärrvärmeledning och kontraheringsplikt för kundens rätt till avtal om fjärrvärme.

I den har rapporten kartläggs och bedöms omfattningen av värmeförluster från kulvertar i Landstinget Kronobergs sekundära fjärrvärmenät på Sigfridsområdet. Teoretiska stationära värmeförlustberäkningar har utförts med Petter Wallenténs samband från 1991 samt med det via internet tillgängliga beräkningsprogrammet Logstor Calculator 2.1. Beräkningar över energibesparingen vid ett byte av de äldsta kulvertarna i det sekundära nätet till nya kulvertar visar att tvillingkulvertar i isolerklass 2 är att föredra framför enkelrör både i isolerklass 2 såväl som 3. Rapporten behandlar miljöaspekter kring fjärrvärme samt möjligheter och konsekvenser kring en energieffektivisering av distributionen genom sänkta systemtemperaturer.

Denna rapport beskriver arbetet med att sammanställa ångförbrukande processer på Norrmejeriers Mejeri i Umeå som skulle kunna konverteras till fjärrvärmedrift. En del arbete har också lagts ner på att hitta förbättringsförslag på mejeriets ångsystem och beräkna nödvändig maxeffekt på en ny biobränsleeldad panna som är planerad att driftsättas före slutet på 2017. Processdata, som till stor del uppmätts av Sweco Systems för en energikartläggning av mejeriet, har använts till att undersöka 23 olika processer med en årlig energianvändning på ca 22 000 MWh. 11 av dessa processer har så låga temperaturkrav att fjärrvärme skulle kunna driva dessa året om, de anses därför vara mer lämpade för fjärrvärmedrift än de övriga. Dessa 11 processer har ett sammanlagt årligt energibehov på ca 15 000 MWh och hit hör bland annat uppvärmning av vatten till processer och tapp, värme till mejeriets ventilationssystem och förvärmning av nytt pannvatten. Resterande processer anses olämpliga att driva med fjärrvärme då kostnaden för att göra detta troligen blir högre än i dagsläget och en del av dessa processer enbart kan drivas med fjärrvärme en begränsad del av året. Till dessa processer hör värmning av mjölk och grädde vid några av mejeriets pastörer och återuppvärmning av diskvatten. I arbetet presenteras 3 olika förslag på hur fjärrvärmen kan kopplas in till undersökta processer. De två första förslagen ger framtida visioner om hur alla 23 undersöka processer kan konverteras till fjärrvärme. Det tredje förslaget visar däremot hur en fjärrvärmeanslutning kan se ut inom en snar framtid och i detta förslag ansluts endast de 11 mest lämpade processerna till fjärrvärmen. Det tredje förslaget användes till att göra en ekonomisk jämförelse mellan att värma processerna med ånga eller fjärrvärme. Det enda som jämfördes i beräkningarna var kostnaden för uppvärmning av processerna och ingen hänsyn togs till installationskostnader av fjärrvärmen eller den nya pannan. Beräkningarna visade att störst ekonomisk vinst kunde göras genom att använda sig av fjärrvärme för basbehovet och sedan toppa på detta med ånga när värmeförbrukningen var hög. Med ångproduktion i de befintliga pannorna skulle Norrmejerier kunna spara 1,8 miljoner kr/år med denna lösning. När den nya biobränslepannan installeras så sjunker däremot den möjliga besparingen till någonstans mellan 420 000- 860 000 kr/år. Förutom de besparingar som skulle kunna göras med en fjärrvärmeinstallation har flera förlustfaktorer identifierats i gångsystemet. Bland annat förloras ca 9 000 MWh årligen som flashånga eller genom att kondensat inte återförs till pannorna. Förbättringsförslag för att minska förlorade energimängder och effektivisera andra processer tas därför upp. Med nuvarande kostnadsbild på fjärrvärmen anses investeringskostnaden för denna inte väga upp den möjliga årliga besparingen efter att biobränslepannan konstruerats. Fjärrvärmen ses däremot som ett bättre miljömässigt alternativ och genom att installera fjärrvärme skulle maxeffekten på den nya biobränslepannan kunna minskas. Hur maxeffekten på den nya pannan bör dimensioneras vid en möjlig fjärrvärmeinkoppling och vid olika effektiviseringsförslag diskuteras därför också. / This report describes the work of compiling steam consuming processes that could be converted to district heating in the dairy plant Norrmejerier in Umeå. Some work has also been put into finding possible improvement for the dairy's steam system and calculating the necessary maximum output of a new biofuel boiler that is to be built before the end of 2017.   Process data, which has been gathered by Sweco systems for an energy audit of the dairy, has been used to further investigate 23 different processes with an annual energy consumption of approximately 22 000 MWh. 11 of these processes have such low temperature requirements that district heating could be utilized to power them throughout the whole year. These 11 processes are those considered most suitable for a district heating installation and they have an annual energy consumption of about 15 000 MWh. The processes include heat to process- and tap-water, preheating new boiler water and heat to the dairy’s ventilation. The remaining processes are considered less suitable for a district heating installation since the cost of using district heating to power these probably would be more expensive than using self-produced steam. Some of these processes also have such high temperatures that district heating only could power them for a short period of the year. These processes include heating of milk and cream at some of the dairy's pasteurs and reheating dish water in the dairy’s dish system. Three different proposals for connecting the dairy to the district heating network have been suggested. Two of these proposals provide a futuristic vision for how Norrmejerier could connect district heating in the future to access all 23 investigated processes. The last proposal shows how a district heating installation could be utilized in the near future and in this suggestion only the 11 most suitable processes are connected.   The basic data from the last connection suggestion was used to make a financial comparison between district heating and self-generated steam for heating. The only thing compared in the calculations are the energy costs for heating and no consideration was taken to the installation costs of district heating or the new boiler. The calculations showed that the largest economical gain could be achieved by using district heating for the base load and then adding self-produced steam for peak loads. With steam productions in the current boilers Norrmejerier could save 1.8 million SEK annually with this solution. However, with the installation of a new biofuel boiler the possible savings drops to somewhere between 420 000 to 860 000 SEK/year. In addition to the savings that could be made with a district heating installation, several loss factors have been identified in the steam system. Among other things, about 9,000 MWh are annually lost as flash steam or condensate that disappears from the system. Suggestions to reduce losses in the system and improving energy use in different processes are therefore presented.   The possible savings that can be achived by installing district heating are not considered to be worth the big investment cost once the new steam boiler is installed. District heating is however seen as a better environmental option and by installing district heating the new boiler would be able to be constructed with a smaller maximum output, which would lower the installation costs. How suggested improvements to the steam system and a possible district heating installation would affect the new boiler is therefor also discussed.

Förutsättningarna för att Umeå Energi ska kunna torka rötat avloppsslam från UMEVA med bland annat överskottsvärme från Dåva 1 har undersökts. Genom att beräkna hur mycket energi som finns tillgängligt och vilka slammängder som kan torkas har kostnaden för att installera och driva en slamtork uppskattats. Två modeller på slamtorkar (en bandtork från Hydropress Huber AB och en trumtork från AB Torkapparater) och fyra tänkbara driftscenarion, med avseende på torkperiod och slammängd, har undersökts.När slamtorkning sker under hela året och dagens produktion av slam (ca 7500 ton/år med 32 % TS) ska torkas till 90 % TS har ett intäktskrav på 215 kr/ton slam (våtvikt) beräknats för trumtorken och 255 kr/ton för bandtorken. Dessa värden representerar intäkten slammet måste ge för att torklösningen ska vara lönsam. Beräkningarna baseras på slammängder för de senaste fem åren och produktionsdata från Umeå Energis anläggningar för 2012-2013. Inget undersökt scenario kunde nyttja mer än 16 % av värmeöverskottet.Bandtorkens värden anses vara mest korrekta och användes för beräkna vilken intäkt som krävs för lönsamhet. Torkkostnaderna kan täckas om UMEVA betalar 100 kr/ton våtvikt och värmen från slamförbränning ger 180 kr/MWh. Om dubbla dagens slammängd ska torkas behöver värmen, med samma bidrag från UMEVA, bara ge 132 kr/MWh för att täcka torkkostnaderna. Utöver det kvarstår möjligheten till intäkt från fosforutvinning av aska att utredas.Torkning till 90 % TS kan vara onödigt högt och litteraturstudien visar att torkning till 70 % TS troligen skulle räcka för ändamålet. Detta skulle minska intäktskravet och bör därför utredas. / The requirements to dry activated sewage sludge with heat from a combined heat and power plant belonging to Umeå Energi AB have been investigated. The available amounts of heat and sludge have been estimated and calculations have been performed to determine the required size of a potential dryer. Two types of sludge dryers have been investigated and four possible scenarios with differing drying periods and sludge amounts.If all the sludge (7500 ton/annually) is to be dried continually over a year from 32 % DS (dry weight) to 90 % DS the results show that the sludge would need to bring an income between 215 and 255 SEK/ton sludge (32 % DS) for the drying to be considered profitable. This income could be covered by the waste water treatment company (UMEVA) paying 100 SEK/ton to handle the sludge and the heat from incineration bringing an income of 180 SEK/MWh. If the double amount of sludge is to be dried, and UMEVA pays 100 SEK/ton, the heat would need to bring an income of g 132 SEK/MWh. Another possible income that has yet to be investigated is the value of recycling the phosphorus from the sludge ash.It is likely that the sludge does not need to be dried as far as to 90 % DS. Studies have shown that 70 % would be enough for the intended use. Lowering the dry substance output would lower the costs and therefore make it easier to achieve the intended profit.None of the studied scenarios reached a utilization level of more than 16 % of the excess heat.

Efterfrågan av kyla ökar i Sverige trots det kalla klimatet vilket då medför att behovet av fjärrkyla kan öka. Fjärrkyla är en centraliserad kylproduktion med fördelar som säkrare drift, minskade haverier samt att buller avlägsnas i jämförelse med lokala kylanläggningar. Således är absorptionskyla ett alternativ till fjärrkyla som börjar bli mer och mer intressant för fjärrvärmeintegrering. Syftet med rapporten är att ge företaget Öresundskraft ett underlag över de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för absorptionskyla i Helsingborg. Problemställningarna har varit att undersöka: temperaturen på fjärrvärmen som ska användas till absorptionsanläggningen, hur absorptionsmaskinens kylfaktor påverkar förutsättningarna, hur absorptionsanläggningen ska dimensioneras, utreda olika placeringsalternativ för absorptionsanläggningen, om den befintliga ackumulatortanken kan användas i framtiden och om det är lönsamt att investera i en absorptionsanläggning. Problemställningarna besvarades genom intervjuer, sammanställning och beräkning av data, granskning av forskningslitteratur samt annan litteratur. Slutsatser som författarna har kommit fram till är att absorptionsmaskinen ska dimensioneras till 2,2 MW och att den ska placeras på Västhamnsverket. Under de förutsättningar att det fanns tillgång till billig värme samt att driften endast sker på sommaren fick resultatet ett utfall som gav lönsamhet i en absorptionsanläggning. / The cooling demand increases in Sweden despite the cold climate, which could cause the increase of district cooling. District cooling is a centralized cooling system with multiple benefits such as safer operations, reduced failures and removal of rumbling that will otherwise occur in local cooling systems. That’s why the absorption chiller is becoming more and more interesting to incorporate indistrict heating.The purpose of this report is to give the company Öresundskraft the technical and economic conditions for absorption cooling in Helsingborg. The main goal with the report have been to investigate: which temperature from the district heating system will be used for the absorptions chiller, how the coefficient of performance affects the conditions of absorption chiller, different dimensions for absorption chiller, different placement options for absorption chiller, if the existing cool water storage tank can be used in the future, is it profitable to invest in an absorption plant. The main goal questions have been answered through interviews, compilation and calculation of data, examination of research literature and other literature. Conclusions the authors were able to find is that the absorption chiller should be sized to 2,2 MW and it should be placed on Västhamnsverket. Under the conditions that there was access to cheap heat and only operating during the summer the result to invest in an absorption plant was profitable.

No description available.

Världssamfundet är överens om att människan bidrar till negativa klimatförändringar. Förbränning av bränslen släpper ut växthusgaser. Dessa bidrar till kraftigare väderomslag, översvämningar och utbredning av torrområden. Förändringarna kan bromsas upp genom minskade utsläpp. Det kan uppnås genom bättre resurshållning av bränslen. Fjärrvärme är etablerad resurseffektiv teknik för uppvärmning av bostäder och vatten genom förbränning av olika bränslen. 2017 producerade Trollhättan Energi AB (TEAB) cirka 368 GWh fjärrvärme. Företaget har övergått till huvudsaklig användning av bioolja och skogsflis, två förnyelsebara bränslen. Samtidigt finns intresse för driftförbättringar. Denna studie har undersökt tidsperioder när biooljepannor har använts istället för fastbränslepannor. Skogsflisen är ett billigare bränsle. Därför eftersträvas ökad andel drifttimmar med fastbränslepannor. Uppnås det, kan TEAB hålla nere kostnaderna för kunderna. Med mätdata från 2015–2017 har en beräkningsmodell baserad på linjärprogrammering utvecklats i MATLAB. Utfallet från beräkningsmodellen och analyser av mätdata la grund till förslag på nya driftstrategier. Skillnad i utsläpp och driftkostnader mellan mätdata och modellen för de utvalda tidsperioderna redovisas. Resultaten visar att de flesta av de observerade tidsperioderna hade kunnat täckts upp med hjälp av enbart fastbränslepannor och ackumulatortanken. Detta genom att: Köra flera fastbränslepannor samtidigt istället för att förlita sig på en fastbränslepanna under tidsperioder med lägre last (<68,3 MW). Nyttja fastbränslepannorna Stallbacka P4 (StbP4) och Kronogården P3 (KroP3) mer eftersom de är billiga i drift samt att de kan gå på relativt låga effekter jämfört med fastbränslepannorna Stallbacka P3 (StbP3) och Lextorp P4 (LexP4). Innan en fastbränslepanna stängs av bör den drivas vidare för att ladda upp ackumulatortanken, förutsatt att den inte är fulladdad. De mindre fastbränslepannorna KronoP3 och StbP4 samverkar bra i par med de större fastbränslepannorna StbP3 och LexP4. Speciellt under tidsperioder där endast en stor panna inte räcker till vid eventuella spetslaster. Något som har observerats under studien är att maximal effekt sällan uppnås och att ackumulatortanken under flera tidsperioder inte töms helt. Blir driften mer konsekvent med att köra pannorna på högre effekter och nyttja ackumulatortanken tills den är tom kan drift med bioolja minskas ytterligare. För att uppnå de lösningar som föreslås i beräkningsmodellen kan ett predikteringsverktyg som ger en belastningsprognos vara till hjälp. Det verktyg som har tagits fram i studien visar potential trots de knappa resurser som spenderats på det. Det viktigaste är utföra mer tester och aktivt arbeta in rutiner för verktyget i produktionsplaneringen. De lösningar som presenteras hade haft en potential att spara in cirka 2 Mkr 2015–2017 om de föreslagna driftstrategierna hade varit anammade. Modellen beräknade inte ekonomiskt mer fördelaktiga scenarion under alla observerade tidsperioder, vilket uppmuntrar en studie där perspektivet vidgas till hela året. Storleken på de potentiella besparingarna kan anses vara små, cirka 0,75 % av de totala driftkostnaderna 2015–2017. Dock krävs ingen investering vilket kan öka motiven till att se över hur drift och produktionsplanering går till idag. Med minskad andel bioolja och ökad andel skogsflis hade utsläppen av CO2-eq, CO och NOx potentiellt ökat. Därför föreslås en djupare analys för att bedöma eventuella effekter av ökade utsläpp. Om för höga utsläppsnivåer av NOx uppnås kan TEAB bli skyldiga att betala kväveoxidavgifter, vilket minskar lönsamheten. Modellen har förbättringspotential och flera användningsområden. Uppfattningen efter studien är att tillsammans med predikteringsverktyg kan produktions-planeringen göras enklare. Dessutom kan nya idéer om hur driften bör ske testas på förhand och därmed omfatta fler drifttimmar. / The world agrees that humans causes negative climate changes. Combustion of fuels releases greenhouse gases. These gases contribute to heftier changes of the weather, flooding and expanding deserts. By reducing emissions of greenhouse gases climate change can be slowed down. That demands effective usage of fuel resources. District heating is a well-established system for heating up housing and water, where combustion of fuels is the source of energy. Year 2017 Trollhättan Energi AB (TEAB) produced 368 GWh district heat. The company has transitioned to rely mainly on wood chips and biooil, two renewable sources of energy. Now there is also an interest in operational improvements of their heat plants. This study investigates time periods where biooil could have been replaced by wood chips. Wood chip is the cheaper fuel; therefore, it is of interest to increase its share of the heat production. If that’s achieved, TEAB can keep offering customers lower-priced district heating. With data from 2015–2017 a model based on linear programming was developed in MATLAB. The results from the model and analyzes of data were used to develop new operational strategies. Differences in emissions and operations costs between the data and the model during the observed time periods are presented as well. The results show that most of the observed time periods could have been covered with the help of solid fuel boilers and the energy storage tank. This could have been accomplished through: Co-operating more than one solid fuel boiler during time periods with a lower heat demand (<68,3 MW) Using Stallbacka P4 (StbP4) and Kronogården P3 (KronoP3) more since their operating costs are low and they can run on relatively low effect compared to Stallbacka P3 (StbP3) and Lextorp P4 (LexP4) Prioritizing loading up the energy storage tank before shutting down a solid fuel boiler, provided it is not fully loaded The smaller solid fuel boilers, KronoP3 and StbP4, co-operate well in pairs with the larger solid fuel boilers, StbP3 and LexP4. Especially during time periods where one large solid fuel boiler is not enough to cover peak loads. During the study it has been observed that the maximum effect of the boilers is rarely achieved, and that the energy storage tank is not emptied during several time periods. If the operations team becomes more consequent in achieving high effect output from the boilers and emptying the energy storage tank completely the usage of biooil can be reduced. To achieve the solutions suggested with the model, a tool for predictions that gives prognoses of the heat demand could be handy. The tool developed in this study shows potential, despite the low amount of time and resources put into it. The most important is to test the tool and actively integrate it in production planning routines. The solutions presented show a potential of saving 2 Mkr during 2015–2017 if the suggested operating strategies would have been adapted. The model did not calculate positive economical outcomes for all of the observed time periods. This encourage a study with a widened time-perspective covering a full year of operations. The size of the potential economical saving is considered to be low, around 0,75 % of the total operations cost for 2015–2017. The solutions do not require an investment which could increase the incentives to review the operations and production planning as it is of today. With a lower amount of biooil and an increased amount of wood chips, the emissions of CO2-eq, CO and NOx would have potentially increased during the examined years. A deeper analysis of these emissions is suggested to determine the effects of increased emissions. If the emissions levels of NOx exceed a certain value, TEAB could be required to pay extra fees for these emissions, which lowers the profitability. The model has potential for improvements and more areas of use. The opinion after the study is that together with prediction tools, the production planning can be made easier. With a prediction tool, new ideas of operations can be developed, tested in advance and also include more operating hours.